CHẤT LƯỢNG THẤM - CHỨA CỦA ĐÁ MÓNG NỨT NẺ Ở BỂ CỬU LONG

CHẤT LƯỢNG THẤM- CHỨA CỦA ĐÁ MÓNG NỨT NẺ
Ở BỂ CỬU LONG

RESERVOIR QUALITY OF FRACTURED BASEMENT
IN THE CUU LONG BASIN


Ngô Thường San *, Cù Minh Hoàng **

* Tổng công ty dầu khí Việt Nam, Việt Nam
** Công ty thăm dò và khai thác dầu khí (PVEP), Việt Nam



TÓM TẮT

Móng nứt nẻ là thành hệ chứa dầu khí rất đặc biệt, tầng chứa dày, dạng khối, bản thân đá matrix
không chứa dầu, và không có độ thấm khung đá đối với dầu, nhưng dầu lại tập trung trong các hốc, vi
rãnh rửa lũa và đặc biệt là trong các nứt gãy hở, tạo
độ rỗng và độ thấm thứ sinh, vì thế chúng thường
phân bố không đều, cơ chế dòng chảy cũng khác nhau, sản lượng giữa các giếng dao động lớn, tính
phân đới cũng khác nhau giữa các khối trong một mỏ, và ranh giới dầu-nước có khi không được duy
trì ở cùng chiều sâu. Đặc biệt là có hiện tượng lực mao dẫn chi phối hoạt động của hệ vi nứt nẻ trong
cơ chế cho dòng. Kết quả nghiên cứ
u tính bất đồng nhất và xu thế phân bố những đới có khả năng cho
dòng và có hệ số sản phẩm cao sẽ là tiền đề quan trọng trong tìm kiếm và khai thác dầu khí.

ABSTRACT

Fractured basement is qualified as a very specific hydrocarbon bearing formation with thick and
massive type of reservoir in which the matrix rock itself has no storage capacity and no permeability

for oil. But oil is often localized in vugs, micro channels especially in open fractures creating
secondary porosity and permeability. The porosity and permeability distribution is irregular; therefore
the zonation and flow regime are quite different between structural blocks. The productivity varies
highly from wells to wells. The oil/water contact (WOC) could not be maintained at the same depth. In
particular the dual porosity and permeability are important properties of basement reservoir and
related to macrofractures with hydrodynamic permeability and microfractures with capillary regime of
permeability. Study results on fractures zonation and their distribution pattern related to oil flow
capability and high productivity are important criteria in exploration and exploitation of oil and gas.


1. GIỚI THIỆU
Sau phát hiện dầu trong móng nứt nẻ với sản
lượng và trữ lượng lớn tại mỏ Bạch Hổ, thì dạng
“tầng chứa nứt nẻ” liên quan đến các khối nâng
móng trong bể trầm tích Cửu long được quan
tâm đặc biệt . Trên 90% trữ lượng tại chỗ ở các
mỏ dầu công nghiệp hiện đang khai thác ở Việt
Nam như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư
tử Đen, đều tập trung trong móng nứt nẻ, và
đóng góp trên 80% sản lượng hằng năm. Nhiều
giếng thăm dò hiện đang khoan trong móng
cũng hứa hẹn triển vọng lớn.
Nhiều công trình nghiên cứu (1, 2, 5, 9) tập
trung vào hệ thống dầu khí, về tính thấm chứa
trong đá móng nứt nẻ, riêng ở đây chúng tôi chỉ
đề cập đến khía cạnh “tính bất đồng nhất và xu
thế phân bố những đới có khả năng cho dòng và
hệ số sản phẩm cao, tiền đề quan trọng trong
tìm kiếm và khai thác dầu khí”
Móng nứt nẻ là thành hệ chứa dầu khí rất đặc

biệt, tầng chứa dày, dạng khối, bản thân đá
matrix không chứa dầu, và không có độ thấm
khung đá đối với dầu, nhưng dầu lạ
i tập trung
trong các hốc, vi rãnh rửa lũa và đặc biệt là
trong các nứt gãy hở, tạo độ rỗng và độ thấm thứ
sinh, vì thế chúng thường phân bố không đều, cơ
chế dòng chảy cũng khác nhau, sản lượng giữa
các giếng dao động lớn, tính phân đới cũng khác
nhau giữa các khối trong một mỏ, và đặc biệt là
ranh giới dầu-nước có khi không được duy trì ở
cùng chiều sâu.
Nứt nẻ là kết quả
của sự dập vỡ, phá hủy gãy
không có sự dịch chuyển lớn. Những đặc tính
của nứt nẻ ảnh hưởng đến dòng chất lưu vỉa như
độ mở, kích thước, mật độ phân bố, hướng, đều
liên quan đến thành phần thạch học và cấu trúc
đá chứa, trường ứng lực kiến tạo, độ sâu và các
phá hủy thứ sinh. Những yếu tố này đã tác
động
tương hỗ quyết định đến chất lượng tầng chứa.
Tính chất hai độ rỗng và hai độ thấm liên
quan đến các dạng nứt nẻ lớn (macrofractures),
hang hốc có tính thấm thủy động lực và vi nứt
nẻ (microfractures) với tính thấm mao dẫn là
thuộc tính quan trọng của đá chứa móng nứt nẻ.
Bể Cửu Long là bể rift căng giãn hình thành
vào giữa Eocen và phát triển trên địa khối gắn
k

ết – địa khối Kontum, bị tác động bởi loạt hoạt
động macma giai đoạn tạo núi-uốn nếp Indosini
cuối Mezozoi. Quá trình căng giãn đã tạo trong
bể Cửu Long các graben và nửa-graben, xen
giữa các đới nâng horst. Tầng chứa dạng móng
nứt nẻ tập trung ở đới nâng trung tâm, và các
khối nâng ven rìa bị phủ dưới lớp trầm tích dày
trên 2000 m (hình 1), có thành phần chủ yếu là
các đá macma, gồm granit, monzonit,
granodiorit, diorit thạch anh, monzodiorit, diorit,
andesit, gabro-diabaz, ngoài ra còn gặp cả đá
trầm tích biến chất được ghép thành ba phức hệ
thuộc ba pha hoạt động macma tuổi Triat-Jura
sớm đến Krêta, gồm các phức hệ:- (1) Phức hệ
Hòn Khoai (183-208 tr. n. ) tuổi Triat-Jura sớm;-
(2) Phức hệ Ankroet, Định Quán (100-130 tr. n.)
tuổi Jura muộn-Krêta sớm và-(3) Phức hệ Đèo
Cả, Cà Ná (80-110 tr. n. ) tuổi Krêta muộn.
Hình 1: Bản đồ cấu tạo mặt móng trước Đệ Tam bể Cửu Long
Các đá nhóm granit, granodiorit và diorit là
thành phần chủ yếu của móng ở các mỏ Bạch
Hổ, Rồng, Rạng Đông, Vừng Đông, Sư Tử đen,
Ruby và các cấu tạo nâng khác. Chúng không
tạo thành những khối lớn đồng nhất về thành
phần, mà thường phân bố đan xen với nhau, và
bị xuyên cắt bởi các thể xâm nhập nhỏ, mạch
dykes, gồm các đá monzonit, gabro-diabaz,
andezit, bazan có diện tích phát triển hạn chế,
thể hiệ
n tính hoạt động macma nhiều pha của

giai đoạn kiến tạo-macma Indosini, nhưng đồng
thời cũng tạo sự bất đồng nhất về tính thấm chứa
trong đá móng nứt nẻ.
Biểu đồ phân loại thành phần thạch học đá
móng bể Cửu Long được thể hiện ở (hình 2).

Thành phần khoáng vật chính của đá móng
là: thạch anh, plagiocla, K- feldspar, và biotit,
rải rác có muscovit, amphibon, pyroxen. Phần
lớn các khoáng vật này
đều có phản ứng tích cực
với thủy nhiệt, ngay cả thạch anh nhiều khi cũng
bị gặm mòn, hoà tan tạo các hang hốc kích
thước khác nhau từ vài chục micromét đến chục
milimét (hình 3).
Quá trình thủy nhiệt chủ yếu là quá trình
phân hủy, hoà tan và kết tủa các khoáng chất do
thủy nhiệt, kết quả của sự phản ứng hoá học ở
điều kiện thay đổi nhiệt độ và áp suất. Khi các
thủy nhiệ
t bão hoà di chuyển dọc các nứt nẻ, sự
kết tủa có thể xảy ra dưới dạng các tinh thể chủ
yếu là zeolit và canxit trên thành các nứt nẻ. Số
lượng khoáng vật thứ sinh phụ thuộc vào thành
phần thạch học cơ bản của đá móng dễ bị phản
ứng thay thế với thủy nhiệt, và được xác định
nhiều hơn trong diorit khoảng - 31%, ít hơn
trong granodiorit 18%-23%, và granit 5-8%.
Thành phần thạch học đ
á móng có vai trò rất

lớn quyết định đến mật độ, hình thái, và quy mô
phát triển các hệ nứt nẻ.
Các nứt nẻ cổ thường bị lắp đầy bởi khoáng
vật thứ sinh, đặc biệt zeolit với hàm lượng cao
từ 0, 5% đến 18%, thường 4-9%. Có thể nhận
thấy mối quan hệ phụ thuộc giữa lưu lượng và
hàm lượng zeolit của đới chứa. Lưu lượng dầu
thường th
ấp ở những đới có hàm lượng zeolit
cao hơn 5%. Sự có mặt các khoáng vật sét và
thứ sinh thường làm giảm số lượng và độ mở
của nứt nẻ.
Mặc dù sự phân bố các khoáng vật thứ sinh
theo chiều sâu không có một quy luật rõ rệt nào,
nhưng có thể nhận thấy là ở phần sâu của móng
hàm lượng zeolit thường cao và lắp đầy phần
lớn không gian rỗng của nứt nẻ. Vì thế, có thể

giải thích độ rỗng và khả năng cho dòng càng
giảm theo độ sâu, đặc biệt dưới 4200-4500m.
Quá trình thủy nhiệt luôn tạo hai hiệu ứng
trái ngược: mở rộng các nứt nẻ và hang hốc tồn
tại trước đó, hoặc khép lại độ mở của nứt nẻ do
kết lắn và lắp đầy các khoáng vật thứ sinh.
Nhưng nhìn chung, quá trình thủy nhiệt khi xảy
ra mạnh luôn có tác động xấu đến kh
ả năng cho
dòng, do làm giảm mạnh không gian rỗng của
đá chứa.
2. PHÂN LOẠI KHÔNG GIAN RỖNG

Là kết quả tác động của các quá trình co nén
nhiệt khối macma, chuyển động kiến tạo, hoạt
động thủy nhiệt và phong hoá nên cấu trúc
không gian rỗng của đá móng granitoid nứt nẻ
có mức bất đồng nhất cao, vì thế tính thấm chứa
và lưu lượng hydrocarbon cũng dao động lớn
Quartz
monzonite
QUARTZ
Q
Quartzolite
Quartz
rich
granitoids
90 90
GRANITE
GRANODIORIT
K - feldspar granite
K - feldspar
q
uartz syenite
Syenite
Quartz
syenite
Syenite
Quartz
monzodiorite
Monzonite
Monzodiorite
Quartz diorite

Diorite
Tonalite
ALKALI - FELDSPAR
A =
P =
PLAGIOCLASE
RD-2P
PD-2X
BH 1107
BH 65
BH 910
RD-5X
RD-6X
R-7
R-1
BH 810
BH 413 BH 423
Topaz-1X
VD 413
RD-6XST
RD-3P
R-14
R-2
Ruby-3X
Emerald-1X
10
35
65
Hình 2: Phân loại đá macma granitoid một số giếng
khoan bể Cửu Long (theo Streckeisen, 1976)

giữa các đới và giếng trong một khu mỏ.
Tổng hợp tài liệu nghiên cứu thạch học cho
thấy khơng gian rỗng của đá móng ở một số mỏ
có các dạng:
- Nứt nẻ-hang hốc lớn, tạo độ rỗng macro
có độ mở khe nứt trên 80-100 micromét, phổ
biến 0, 3mm đến 2-3cm, và các hốc có đường
kính từ 1-2mm đến 15-20mm, được gặp trong
các mẫu lõi đá móng Bạch Hổ, Rạng Đơng,
Ruby chiếm khoảng 3, 5 – 4% diện tích mẫu đá
(hình 4).
Các khe nứt cực lớn đồng sinh cùng đứt gãy
hoặc hình thành trong các đới dập vỡ thường bị
lấp đầy bởi các mạch bazan, andesit trẻ, tuổi
Oligocen muộn- Miocen sớm. Những dykes này
được dùng định chuẩn phương của hệ thống các
khe nứt tách, rất có ý nghĩa trong tìm kiếm dầu
trong móng nứt nẻ. Hệ nứt nẻ thường tạo thành
những đới
đan xen, rộng từ vài mét đến vài chục
mét. Các khe nứt thường có dạng phân nhánh,
liên thơng các lỗ rỗng hang hốc. Độ rỗng hang
hốc (vi hang hốc) chiếm tỷ phần lớn trong
khơng gian rỗng của đá móng nứt nẻ-hang hốc,
tuy nhiên giá trị này dao động lớn phụ thuộc vào
mức độ biến đổi thứ sinh và độ phong hố.
Đường kính lỗ rỗng hang hốc trung bình 0, 3-0,
65 mm, thường dưới 1, 0mm; ở những đới bị
phá huỷ
mạnh có khi đến 2-7mm.

Tuy chiếm diện tích khơng lớn, nhưng lỗ
rỗng khe nứt-hang hốc lớn có vai trò quyết định
đến tính thấm- chứa, với trên 80% trữ lượng dầu
tại các mỏ hiện đang khai thác ở bể Cửu Long.
Giá trị độ rỗng nứt nẻ- hang hốc được xác định
khoảng 0, 5-1, 5%, nhưng độ thấm lên đến 20
Hình 4. Mơ hình cấu trúc khơng gian rỗng đặc
trưng của đá móng Granit n
ứt nẻ mỏ Bạch Hổ
Hang hốc
Matrix rắn chắc
Độ thấm 0
Độ rỗng < 0,5%
Nứt nẻ lớn (macro)
Độ thấm: đến 20D
Độ rỗng: 0,5 - 1,5%
Vi nứt nẻ
Độ thấm: 1 - 5mD
Độ rỗng: đến 10%
Hình 3a: Granit bị phong hố và nứt
nẻ mạnh
Hình 3b: Granit nứt nẻ và hang hốc bị lấp
bởi khống vật thứ sinh
Hình 3c: Granit bị nứt nẻ và lấp đầy khống vật thứ sinh (Sư Tử Đen)
Darcy, với đặc tính thấm thủy động học. Theo
kết quả thí nghiệm (3) hệ số đẩy dầu bởi nước ở
độ mở nứt nẻ 100-500 micromét có độ thấm từ
60-3100 mD đạt giá trị cao với h=0, 886. Rõ
ràng các nứt nẻ, hốc lớn là không gian chứa

quan trọng ở đá móng và các nứt nẻ lớn với độ
thấm cao sẽ là những kênh dẫn chủ đạo cho
dòng dầu,
đồng thời cũng để nước bơm ép xâm
nhập và di chuyển, đẩy dầu với tốc độ nhanh
dưới tác động của gradien áp suất bơm.
- Vi nứt nẻ-vi hốc và matrix vi nứt nẻ nằm
cận các nứt nẻ lớn và bên trong khối đá giữa các
đới đứt gãy, chiếm tỷ phần chủ yếu không gian
rỗng của hệ nứt nẻ và tạo độ rỗng micro có kích
thước <0, 1mm. Trên lát m
ỏng, các vi khe nứt
có chiều rộng phổ biến (độ mở) 0, 01-0, 1mm và
chiều dài 0, 1-2, 25mm đôi khi đến 7-15mm,
còn đường kính các vi hốc trung bình 0, 3-0, 65
mm, thường dưới 0, 1mm. Giá trị độ rỗng đá
móng ở đới vi nứt nẻ được tính có nơi đến 10-
12%, trung bình 3-4%, nhưng độ thấm pha chỉ
1-5 mD, phụ thuộc vào tính dính ướt và mao dẫn
của đá chứa nứt nẻ. Độ rỗng khe nứt và vi khe
nứt thay đổi lớn theo chi
ều sâu và khu vực từ
0% - 7. 3%. Mật độ phân bố khe nứt / vi khe nứt
cũng không đều, ở những nơi đá ít bị biến đổi
thứ sinh thì mật độ khe nứt thấp 0- 2 khe nứt /
cm
2
còn ở những nơi bị phá hủy mạnh thì mật
độ khe nứt lên đến 20-25 khe nứt /cm
2

có khi
100-150 khe nứt/mét, đặc biệt ở nơi giao cắt các
đứt gãy. Mật độ nứt nẻ có xu thế giảm còn 30-35
nứt nẻ/m ở 1, 5 mét cách đứt gãy. (1, 9) Theo số
liệu FMI/FMS, mật độ khe nứt dọc theo thân
giếng biến đổi từ 175 khe nứt/100 métở phần
đỉnh và giảm còn 55-65 khe nứt/100 mét ở chiều
sâu khoảng 1000m dưới nóc thân dầu. Trong các
đới vi nứt nẻ, do có độ thấm rất nhỏ nên dù với
giá trị t
ối đa gradien chênh áp của dòng nước
bơm ép có thể tạo ra (3at/m) (3) vẫn là rất nhỏ
không thể vượt trội áp suất mao dẫn của các vi
nứt nẻ để tự ngấm vào và đẩy dầu ra từ các
không gian rỗng vi nứt nẻ này. Yếu tố quyết
định mức độ tham gia của các đới vi nứt nẻ vào
quá trình cho dòng hoặc đẩy dầu bằng bơm ép
nước, tăng khả năng thu hồi là tác độ
ng thấm
mao dẫn trong các vi lỗ rỗng và tính dính ướt
của bề mặt không gian rỗng.
- Độ rỗng giữa tinh thể (độ rỗng cấu trúc)
của đá khối matrix chưa bị biến đổi rắn chắc,
không bị biến đổi thứ sinh có độ rỗng giữa tinh
thể rất nhỏ dưới 0, 5% và thường không có độ
thấm pha đối với dầu, hoăc có nhưng rất thấp.
Theo số liệu phân tích lát mỏng lớn (4), thì tỷ
lệ thống kê giữa các dạng độ rỗng nứt nẻ, hang
hốc, cấu trúc trên độ rỗng
tổng

/; /; /
nthtctt
φ
φφ φφ φ
là 0, 397; 0, 106; và 0,
506.
3. CHẤT LƯỢNG THẤM- CHỨA VÀ XU
THẾ PHÂN BỔ
Đặc tính thấm-chứa và chất lượng tầng chứa
nói chung (reservoir quality) được quyết định
bởi độ rỗng và độ thấm thứ sinh của đá chứa
móng nứt nẻ. Độ rỗng thứ sinh có hai nguồn
gốc:- kiến tạo, liên quan với hệ nứt nẻ/vi nứt nẻ
đi kèm đứt gãy, và- thủy nhiệt, tạo hệ th
ống các
lỗ rỗng, hang-hốc, vi nứt nẻ/hốc nhỏ hình thành
trong quá trình tái kết tinh hoặc hoà tan do thủy
nhiệt.
Đặc tính thấm- chứa của đá móng tại một số
mỏ biến đổi rất rộng, và phức tạp. có tính phân
đới liên quan đến các đới nứt nẻ.
Mạng nứt nẻ hiệu dụng đa phần có nguồn
gốc kiến tạo, hình thành đi kèm hệ đứt gãy, các
đới phá hủ
y kiến tạo, các vùng chịu tác động
trường ứng lực cao. Ở những khu vực đá bị biến
đổi mạnh, hoặc xung quanh các đới đứt gãy, phá
huỷ lớn, độ rỗng và độ thấm của đá cao hơn hẳn
so với chung quanh. Dòng có lưu lượng lớn
thường liên quan đến các khe nứt hở nguồn gốc

kiến tạo.
Phần lớn các hệ đứt gãy và nứt nẻ hình thành
hoặ
c hoạt động lại vào cuối Oligocen muộn và
trong Miocen sớm hướng ĐB-TN không những
có vai trò quan trọng trong sự hình thành và phát
triển các cấu tạo nói riêng và kiến trúc bể Đệ
tam nói chung, mà thường chúng ít bị lắp đầy
bởi khoáng vật thứ sinh, nên chúng được xem
như những đối tượng chứa-thấm có tiềm năng
cao.
Dù ở những nơi hoạt động thủy nhiệt xảy ra
có cao, làm phần lớn các đới nứt nẻ đều bị lắp
đầy bởi khoáng vật thứ sinh, nhưng chuyển
động đứt gãy muộn, tái hoạt động trong
Oligocen muộn-Miocen sớm có thể tạo h
ệ nứt
nẻ mới, vì thế vẫn duy trì được tính liên thông
của hệ nứt nẻ cũ như mạng kênh dẫn tồn tại
trước đó. Nhưng nhìn chung, ở những nơi có
hoạt động thủy nhiệt phát triển mạnh, thường
thể tích rỗng bị giảm và lưu lượng cũng sẽ giảm
theo.
Kết quả thống kê cho thấy dòng có lưu lượng
lớn thườ
ng phổ biến ở cánh treo của các đứt gãy
thuận, cánh chờm của các đứt gãy nghịch, hoặc
ở những đới, nơi có sự tái hoạt động đứt gãy
muộn, sát trước thời gian di chuyển dầu. Hoạt
động đứt gãy giai đoạn muộn rất quan trọng vì

các đứt gãy và hệ nứt nẻ hình thành ở các giai
đoạn sớm của quá trình phá huỷ móng, có xu thế
bị tác động mạnh bởi quá trình khoáng hoá thủy
nhiệt và thường bị lắp đầy bởi các khoáng vật
thứ sinh, làm giảm độ rỗng hở, độ thấm của dầu
và hệ số sản phẩm của đá chứa.
Các đới cho dòng với lưu luợng cao thường
liên quan đến vùng đỉnh cấu tạo, có lẻ là nơi có
trường nén cao, hoạt động đứt gãy lặp lại nhiều
lần, vì thế mạng nứt nẻ hở
được phát triển, hơn
nữa quá trình rữa lủa phong hoá cũng thường tập
trung tại vùng đỉnh cấu tạo.
Mặc dù tất cả các đá móng luôn bị chia cắt
bởi nứt nẻ, nhưng có thể nhận thấy là hệ nứt nẻ
hở, với độ liên thông tốt, thường gặp nhiều trong
đá granit hơn là trong diorit, cụ thể là trong các
đá dòn nhiều hơn trong các đá dẽo. Độ mở,
chiề
u dài, và mật độ của nứt nẻ cũng lớn hơn
trong đá granit. . Các thể granit khối thường bị
cắt bởi các rãnh nứt sâu, rộng (hình 5). Vì thế,
đá chứa nứt nẻ granit được xem có khả năng cho
dòng tốt nhất.
Hình 5a: Hệ thống nứt nẻ bao và các nứt nẻ đi kèm
Hình 5b: H
ệ
thốn
g
vi nứt mẻ đi

k
èm các nứt nẻ chính và đới biến đổi d
ọ
c theo các nứt
Độ rỗng, độ thấm của đá móng được quyết
định bởi mật độ, chiều dài và độ mở của hệ các
nứt nẻ/vi nứt nẻ, hang hốc/vi hang hốc hở, trong
lúc các nứt nẻ, hang hốc bị khép kín do khoáng
hoá thứ sinh thường đóng vai trò thứ yếu ít có
khả năng cho dòng.
Có mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng nứt
nẻ. Dòng có lưu lượng lớn thườ
ng liên quan đến
các khe nứt hở. Ví dụ ở mỏ Bạch Hổ (2) vòm
Trung tâm có độ thấm tương đối lớn K
f
trung
bình là 625 mD (lớn nhất đến 8369 mD) và
n
φ
là
2, 2% và lưu lượng ban đầu của giếng có khi đạt
1000 t/ng , trong khi vòm Bắc có độ thấm nhỏ
hơn, K
f
là 15, 5 mD và
n
φ
là 1, 42% và lưu
lượng giếng chỉ cở 150-200 t/ng.

Về phân bố theo chiều sâu, qua kết quả
nghiên cứu ở Bạch Hổ và mỏ Sư tử Đen có thể
nhận thấy xu thế biến đổi có tính quy luật. Độ
rỗng, độ thấm và lưu lượng ban đầu của giếng
có giá trị cao nhất trong khoảng 3050-3250m
liên quan với đới phong hoá, sau đó là đới phát
triển mạch nứt nẻ từ 3400-4100m có giá tr
ị độ
rộng và thấm cao, đồng thời cũng là đới cho
dòng quan trọng ở các mỏ hiện khai thác (hình 6
a, b, c) sau đó độ rỗng và thấm giảm dần đến
4500-4600m. Trong khoảng chiều sâu này lác
đác còn gặp đới có sản phẩm (BH437, BH405).
Xu thế chung là tính chất rỗng thấm của đá chứa
giảm theo chiều sâu.

Hình 6a: Độ thấm nứt nẻ Kf, theo chiều sâu
Hình 6b: Omega theo chiều sâu
1
10 100
1000
10000
3000
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400

4600
H, m
Kf, md
0. 00
0. 20
0. 40
0. 60 0. 80
Omega
3000
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
H, m
0.00 0.01 0.02
0.03
0.04 0.05 0.06
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600

1800
2000
POR OS ITY
SD - 1X
SD - 2X
SD - 2X (ST)
SD - 3X
SD - 4X
DEPTH FROM TOP OF BASEMENT (m)
AVE SD
P90
P50
P10
Hình 6c:
Q
uan h
ệ
đ
ộ
rỗn
g
theo chiều sâu ở mỏ Sư Tử Đen
Độ rỗng
Chiều sâu từ đỉnh đến móng
Đặc điểm của đá móng nứt nẻ là trong q
trình thấm dầu, thể hiện qua lưu lượng của dòng
dầu, đã có sự tham gia các loại độ rỗng khác
nhau của đá chứa, tỷ phần của chúng trong lưu
lượng bắt đầu giử vai trò chính yếu từ điểm gấp
khúc và giảm mạnh lưu lượng dầu trên đường

cong chỉ thị Q = f (
∆ P). Phần tuyến tính đầu
tiên với lưu lượng (Q) tăng nhanh và (
∆
P) nhỏ
là giai đoạn di chuyển dòng trong khơng gian
rỗng nứt nẻ/ hang hốc lớn, còn phần sau gấp
khúc khi chênh áp ( ∆ P) tăng nhanh nhưng lưu
lượng (Q) tăng chậm phản ánh cơ chế di chuyển
dòng trong khơng gian vi nứt nẻ/ vi hốc (hình 7).
Độ thấm là hàm của áp suất hiệu dụng K=f(P
e
).
Kết quả nghiên cứu cho thấy khi tăng P
e
đến
400at thì K
f
có thể giảm từ 60% đến 95-97% tuỳ
thuộc nhóm đá, vì thế với xu thế giảm áp suất
vỉa theo thời gian thì thể tích lỗ rỗng khe nứt
cũng giảm, kéo theo sự giảm mạnh hệ số sản
phẩm của đá chứa. Nhưng trong thực tế do đặc
điểm bất đồng nhất của khơng gian nứt nẻ với sự
tồn tại hệ vi khe nứ
t chịu sự chi phối của lực
mao dẫn, nên khi áp suất vỉa tiến gần đến áp
suất bão hồ thì ngồi tác động dãn nở của dầu,
xuất hiện cơ chế dòng do khí hồ tan làm gia
tăng mạnh hiệu ứng “vòng bi khí”, đặc biệt ở

ranh giới tiếp xúc giữa dầu được bão hồ khí và
bề mặt đá chứa. Hệ số sản phẩm tăng đột biến.
Ở giai đoạn ban đầu, t
ất cả các giếng khoan đều
có áp suất vỉa P
v
và áp suất đáy P
đ
cao hơn áp
suất bão hồ P
bh
, ngay cho dù áp suất đáy có
thấp hơn áp suất bão hồ nhưng nếu được duy
trì ổn định trong q trình khai thác, thì hệ số
sản phẩm, độ thấm của mơi trường nứt nẻ sẽ
giảm như hàm phụ thuộc vào độ chênh áp
K
sp
=f(
∆
P). Trên biểu đồ quan hệ giữa hệ số sản
phẩm K
sp
và tỷ lệ P
v
/P
bh
(hình 8 a, b), có thể
nhận thấy sự giảm nhẹ K
sp

khi P
v
/ P
bh
giảm đến
1, 5; sau đó khi P
v
/P
bh
giảm từ 1, 4 xuống đến 1,
1 thì K
sp
tăng vọt và đạt gía trị cực đại lớn hơn
giá trị ban đầu khoảng 30-50% khi P
v
/P
bh
= 1, 1-
1, 2. Độ thấm của mơi trường nứt nẻ đối với dầu
thường tăng 2-3 lần, có giếng lên đến 6 lần.
Hình 7: Biế n đổi đ ường co ng chỉ thò theo thời g ian.
Đo l ần 1, ngày 06. 05 . 1989, đo lầ n 5, n gày 15 . 07. 1995
0 100
200
300 400
500
600
700
800
900

1000
QH, M /CYT
3
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
hK
hN
hN
hK
K
K
N
12
3
4
P, mna

4. KẾT LUẬN
Móng nứt nẻ là thành hệ chứa dầu khí rất đặc
biệt ở bể Cửu Long , tầng chứa dày, bản thân đá
matrix khơng chứa dầu, và khơng có độ thấm
khung đá đối với dầu, nhưng dầu lại tập trung

trong các hốc, vi rãnh rửa lũa và đặc biệt là
trong các khe nứt hở, tạo độ rỗng và độ thấm thứ
sinh.
Đặc tính thấm- chứa và chấ
t lượng tầng chứa
nói chung của đá móng tại các mỏ biến đổi rất
rộng, và phức tạp. có tính phân đới liên quan
800
700
600
500
400
300
200
11.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
10
12
14
16
18
20
22
24
K3, m /ng. MPa

3
K (1,2), m /ng. MPa.
3
Pv/Pbh
Hình 8a: Biến đổi hệ số sản phẩm các giếng móng mỏ Bạch Hổ so với giá trò Pv/Pbh
(K1, K2 - các giếng với Pd>Pbh; K3 - các giếng với Pđ<Pbh)
?1
?2
?3
110
100
90
80
70
60
60
60
30
20
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.7

1.6
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1
0.9
0.8
Ksp
K2
Pv/Pbh Pđ/Pbh
Pv/Pbh (Pđ/Pbh)
Sep-90 Sep-91
Sep-92
Sep-93 Sep-94 Sep-95
Sep-96 Sep-97
Sep-98 Sep-99
3
md K sp, m /ng. *0.1MPa;K
2
Hình 8b: Biến đổi hệ số sản phẩm (Ksp), hệ số thấm môi trường nứt nẻ (K 2) và các giá trò
Pv/Pbh, Pđ/Pbh của giếng X0 trong quá trình khai thác vỉa dầu móng mỏ Bạch Hổ
đến các đới nứt nẻ. Sự phân đới thể hiện theo
chiều ngang và thẳng đứng.
Mạng nứt nẻ hiệu dụng đa phần có nguồn
gốc kiến tạo, hình thành đi kèm hệ đứt gãy, các
đới phá hủy kiến tạo, các vùng chịu tác động
trường ứng lực cao.
Tính chất hai độ rỗng và hai độ thấm liên

quan đến các dạng nứt nẻ lớn (macrofractures),
hang hốc có tính thắm thủy
động lực và vi nứt
nẻ (microfractures) với tính thấm mao dẫn là
thuộc tính quan trọng của đá chứa móng nứt nẻ.
Các nứt nẻ, hốc lớn là không gian chứa quan
trọng ở đá móng và các nứt nẻ lớn với độ thấm
cao sẽ là những kênh dẫn chủ đạo cho dòng dầu,
đồng thời cũng để nước bơm ép xâm nhập và di
chuyển, đẩy dầu với tốc độ nhanh dướ
i tác động
của gradien áp suất bơm.
Đặc điểm bất đồng nhất của không gian nứt
nẻ với sự tồn tại hệ vi khe nứt chịu sự chi phối
của lực mao dẫn, nên khi áp suất vỉa tiến gần
đến áp suất bão hoà thì ngoài tác động dãn nở
của dầu, xuất hiện cơ chế dòng do khí hoà tan
làm gia tăng đột biến hệ số sản phẩm dầu.
Vi
ệc nghiên cứu tính bất đồng nhất của đá
móng nứt nẻ và xu thế phân bố các đới chứa có
hệ số sản phẩm cao là yếu tố quan trọng định
hướng cho công tác tìm kiếm và khai thác dầu
khí ở bể Cửu Long.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Trịnh xuân Cường, Đặc trưng đá chứa móng
phong hóa và nứt nẻ tự nhiên ở mỏ Bạch
Hổ. Tạp chí Dầu Khí số 5 (2002).
2. Trần Lê Đông, Mai văn Dư, Các đặc tính
thấm chứa của thân dầu trong móng mỏ

Bạch Hổ qua phân tích tài liệu khảo sát
giếng khoan. Hội nghị KHCN TCTy DKVN
(2000).
3. Trần Lê Đông, Phạm Anh Tuấn, Lê Đình
Lăng, Đặc điểm quá trình thu hồ
i dầu trong
đá móng granit nứt nẻ và các giải pháp triển
vọng để nâng cao thu hồi dầu cho thân dầu
trong tầng móng Bạch Hổ. Hội nghị KHCN
TCTy DKVN (2000).
4. Kosliak, Trần Lê Đông, Nghiên cứu đặc
trưng thấm chứa granit nứt nẻ bằng các
phương pháp địa vật lý giếng khoan và
nghiên cứu thuỷ động lực. Hội nghị KHCN
TCTy DKVN (2000).
5. Nguyển Tiến Long, Joel J. Guttormsen,
Patrick Jonklaas, Fracture characterization
of the Su Tu Den and Su Tu Vang fields,
Cuu Long basin, Vietnam. Technical Forum,
Cuu Long basin exploration- Keys of
success (2001)
6. Trần Xuân Nhuậ
n, Kosliak V. A. Mô hình
vật lý-thạch học đá chứa trong móng nứt nẻ
mỏ Bạch Hổ và xác định các tham số đá
chứa. Tuyển tập HNKHKT. XNLD VSP
(2002).
7. Phạm Hồng Quế. Đá móng Bể Cửu Long.
Thành phần phân bố và biến đổi- Mối liên
quan đến khả năng chứa dầu khí. Hội nghị

KHCN TCTy DKVN (2000).
8. Phùng Đình Thực, Mai Văn Dư. Khả năng
điều chỉnh quá trình khai thác vỉ
a dầu móng
mỏ Bạch Hổ qua nghiên cứu đặc điểm biến
đổi các đặc tính thuỷ động lực học. Tuyển
tập HNKHKT. XNLD VSP (2002).
9. Ngô Xuân Vinh. Những quá trình biến đổi
chính của đá móng bể Cửu Long và đặc tính
chứa dầu khí của chúng. Hội nghị KHCN
TCTy DKVN (2000).